火电厂节能及经济运行措施.pdf

第 3 8卷 第 1 0期 2 0 1 6年 1 0月 华 电技 术 Hua d i a n Te c h n o l o g y V0 1 ． 3 8 No ． 1 0 0e t ． 2 01 6 火 电厂节能及 经济运行措施 陶再素 ， 华电白音华金山发电有限公司， 内蒙古 锡林郭勒0 2 6 2 0 0 摘要 结合华电白音华金山发电有限公司在创建节约型企业过程中的实际运行经验 ， 介绍了从锅炉参数控制、 燃烧调 整、 降低汽轮机背压、 提高给水温度及节约厂用电等方面采取的一系列切实可行的措施 ， 使电厂达到节能降耗、 经济运行 的 目的 ， 收到 良好效果 。 关键词 节能降耗 ； 燃烧调整； 背压； 给水温度； 厂用电； 汽水 中图分类号 T M 6 2 1 文献标 志码 B 文章编 号 1 6 7 41 9 5 1 2 0 1 6 1 0 0 0 6 6 0 3 O 引言 资源节约和环境保护是我 国的基本 国策 ， 推进 节能减排工作， 加快建设资源节约型、 环境友好型社 会是我国经济社会发展的重大战略任务。华电白音 华金山发 电公 司 以下简 称 白音华 发 电公 司 2 6 0 0 M W 直接空冷火力发 电机组煤耗和厂用电率高 ， 生产成本长期居高不下。本文通过现场实际运行经 验 ， 总结了火电厂在运行过程 中可采取的节能降耗 、 经济运行措施。 1 汽轮机侧节能措施 1 ． 1 降低运行背压 机组背压对发电煤耗影响很大， 额定工况下 ， 背 压降低 1 k P a ， 发电煤耗约降低 2 ． 0 4 5 g ／ k W h 。 白音华发电公司 1 ， 2机组额定背压为 1 1 k P a ， 6 0 0 MW 工况下阻塞背压为 7 k P a ， 为降低运行背压 ， 增 强机组做功能力 ， 采取如下措施 。 1 根据背压参数限制曲线的要求， 参考机组 负荷 、 环境温度等因素 ， 冬季尽可能把运行背压控制 在 8～ 9 k P a ， 空冷系统发现大面积冷区时可适 当提 高运行背压。当环境温度小于 一 2 0℃时， 逆流区风 机最高频率不允许高于 3 5 H z ， 以保证逆流区不因过 冷而发生冻结。顺流区、 逆流区风机转速在正常运 行 中尽量保持一致 ， 以保证整个空冷 岛蒸汽分布均 匀， 如抽真空管路温度较低， 可控制逆流区风机转速 比顺流区转速低 3 8 H z 。最少保持 2台真空泵运 行 ， 以免由于空气未能及时抽出而产生气塞现象 ， 造 成局部过冷 冻结。防冻 主要 通过每列 机组 2， 6 逆流风机的反转回暖来实现， 当环境温度小于 一1 5 ℃时 ， 回暖程序控制方式更改为 1 O， 3 O， 5 O， 7 O列 回 收稿 日期 2 0 1 6 0 5 0 9 ； 修回日期 2 0 1 6 0 7 2 2 暖程序同时启动， 上述回暖程序结束后启动2 0 ， 4 0 ， 6 0 ， 8 0 列回暖程序， 回暖程序循环进行， 无时间间 隔 ， 不得终止 ； 当 一l 5℃ ≤环境温度 2℃时 ， 采用 双列逆流风机 回暖 ， 回暖顺序 为 1 05 0 ， 2 06 0， 3 0 7 0 ， 4 O 8 0 ， 间隔时间为 5 mi n 。当低负荷运行 时 ， 空冷风机全停后 ， 回暖程序继续进行 ， 禁止利用 启动全部逆流 区风机长期反转 的方式 提高机组背 压 ， 否则易造成顺流区冻结 。 2 夏季环境温度较高 ， 在大负荷时段 ， 为保证 运行安全 ， 必须 留出一定的背压裕量 ， 以防止由于外 界扰动造成背压迅速恶化最终导致背压保护动作跳 机。任何情况下 ， 机组运行背压不 得超过 4 0 k P a 。 当机组背压达 2 5 k P a时， 应保持 3台真空泵运行 ， 同 时投入 2机组空冷岛喷淋系统。经验认为 ， 2机 组空冷岛喷淋系统投入后 流量为 9 0 t ／ h ， 机组运 行背压可以降低 45 k P a ， 效益明显， 1机组在 2 0 1 6年大修时也将对空冷岛加装喷淋系统 。 3 由于 白音华地 区风沙较 大， 空冷岛散热面 积灰 、 积沙严重 ， 为保持散热面清洁 ， 每年 5 1 0月 ， 对空冷岛散热面进行 2～ 3次全面冲洗 ， 以保证散热 效果 。 4 机组运行 中， 坚持每月一次真空严密性试 验。机组停运后 ， 及时进行排汽装置灌水查漏。平 常加强对凝结水溶氧等参数 的监视 ， 如发现异常应 认真分析 ， 同时加强系统漏点 的查 找。对发现 的漏 点要及时处理 ， 保证真空系统不漏气。 1 ． 2 减小凝结水过冷度 凝结水过冷度对发电煤耗影 响比较大， 额定工 况下凝 结水过 冷度每 升高 1℃ ， 发 电煤耗上 升约 0 ． 0 4 8 3 g ／ k W h 。由于空冷 系统管 路长 ， 面积 大 ， 凝结水过冷度普遍较大 ， 为减小过冷度 ， 采取 以 下措施。 1 按规定投入凝结水过冷霜冻保护 。 当运行 第 1 0期 陶再素 火电厂节能及经济运行措施 6 7 列任一凝结水温度低于 3 5℃， 或排汽温度与运行列 任一凝结水温度的差大于 1 5 ℃ ， 且环境温度低 于 2 ℃时 ， 发出凝结水 过冷报警 信号 ； 过 冷持续 1 0 mi n 后， 发出凝结水霜冻保护报警信号， 同时控制系统将 排汽压力设定值升高 3 k P a ， 多启动 1 台真空泵。 2 运行中空冷岛凝结水回水旁路电动门必须 处于关闭状态。 3 定期对凝结水管路进行检查， 保证保温 良 好 ， 冬季电伴热可靠投入。 1 ． 3 提高给水温度 给水温度变化 ， 一方面引起 回热抽汽量变化 ， 影 响做功能力 ， 另一方面使锅炉排烟温度变化 ， 影响锅 炉效率 ， 额定工况下给水温度每降低 1 ℃， 发电煤耗 约增加 0 ． 0 7 1 0 g ／ k W h 。 1 确保高压加热器 以下简称高加 投入率， 实 现高加滑启 、 滑停。在给水泵启 动后 ， 及时将高加水 侧投入， 2 0 0 0 r ／ m i n中速暖机时投入高加汽侧， 汽轮 机打闸前退出高加， 机组运行中保持高加水位稳定。 2 调整高加水位。加热器水位过高会淹没有 效传热面， 降低热经济性 ， 同时疏水可能倒流入汽轮 机， 危及主机安全， 使进汽侧压力摆动或升高， 端差 增大， 还可能导致抽汽管和加热器壳体振动； 水位过 低或无水位 ， 蒸汽经疏水管进入相邻较低一级加热 器， 大量排挤低压抽汽， 降低热经济性， 并可能使该 级加热器汽侧超压， 尾部管束受到冲蚀， 同时加速对 疏水管道及阀门的冲刷 ， 引起疏水管振 动和疲劳损 坏。白音华发电公司 1 ， 2机组长期存 在 1高加 下端差大 比额定端差高约 6℃ 、 2高加温升偏低 比额定温升低约 1 0℃ 、 减负荷过程中 3高加水 位波动等问题， 经对比分析， 除汽轮机内部原因导致 各级抽汽温度偏高外， 2高加运行水位比标准水位 高约 1 2 0 mm， 3高加运行水位 比标准水位高约 3 0 m m也是引起异常现象 的原 因， 将水 位调整至标准 水位后， 高加端差及水位波动等异常现象均有所 缓解 。 3 定期检查高加旁路有无漏泄以及抽汽逆止 门或加热器进汽门开度是否正常， 以保证抽汽压降 正常 ， 核对给水温度是否达到负荷对应的要求。 2 锅炉侧节能措施 火力发 电厂锅炉效率提 高 1百分点 ， 可以使发 电标准煤耗降低 3～ 4 g ／ k W h ， 因此， 通过对锅 炉的运行方式进行优化调整， 可有效提高效率， 达到 节能 目的。 2 ． 1 加强燃烧调整 1 加强运行中的燃烧调整 。运行 中根据负荷 的变化情况与燃烧情况及时调节一、 二次风的设定 值 ， 保持磨煤机人 口调节风门全开 ， 用一次风母管风 压调节各台磨煤机一次风量 ， 减小节流损失 ， 降低一 次风机电流。在保证不堵磨的前提下尽量减小各台 磨煤机一次风量， 从而降低一次风总量， 减少煤粉气 流着火热量， 也能降低火焰中心高度， 同时降低选择 性催 化还原 S C R 区入 口 N O 质量浓 度 ， 减 少喷 氨量 。 控制氧量在合理的范围内， 减少系统漏风。6 0 0 MW 负荷下氧量控制在 2 ． 0 ％， 4 8 0 MW 负荷下氧量 控制在 2 ． 5 ％ ， 3 6 0 M W 以下低负荷运行时的氧量控 制在 3 ． 5 ％左右 如再热蒸汽温度正常 ， 氧量可控制 在 3 ． 0 ％ 。 2 保持合适的炉膛负压及合理的火焰 中心位 置。应维持炉膛负压在 ⋯1 0 0 5 0 P a 稳定运行 ， 既可以保证炉内的火焰 冲满度 ， 又可以减少系统漏 风 。当少于等于 4台磨煤机运行 时， 保持磨煤机集 中运行， 尽量避免隔层运行， 以保持燃烧稳定。 2 ． 2 调整汽温及减温水量 加强主蒸汽及再热蒸汽温度 的调整 ， 减少再热 器减温水量。 1 炉侧主蒸汽及再热蒸汽温度尽量靠近额定 值 ， 但不超过额定值。 2 再热蒸汽温度调节方面， 当 S C R区烟温不 超过4 2 0 ℃时， 用尾部烟气挡板调节再热器温度， 不 用再热器减温水调节。 2 ． 3加强受热面吹灰 在锅炉运行 当中， 受热面上结渣或积灰使受热 面的传热变差， 排烟温度升高。为了减少排烟损失， 如负荷满足吹灰要求 ， 按规定对锅炉进行吹灰， 保持 受热面清洁 ， 减少排烟热损失 。 2 ． 4 减小脱硝系统喷氨量 喷氨量方面 ， 现以脱硫侧净烟气排放 N O 质量 浓度为准， 控制在 8 59 5 m g ／ m。 标态 ， 下同 ， 加 、 减负荷时及时调节喷氨量 ， 保证氨逃逸率不超标 ， 并 降低喷氨量。当 S C R区出口N O 质量浓度与脱硫 侧净烟气排放 N O 质量浓度出现较大偏差时， 应及 时联系人员进行检修校验。 目前 白音华发电公司氨 逃逸率均控制在 0 ． 2 1 m g ／ m 以下。 2 ． 5采用滑压运行方式 低负荷下定压运行 ， 大型锅炉难 以维持主蒸汽 及再热蒸汽温度， 而变压运行时， 锅炉较易保持额定 的主蒸汽及再热蒸汽温度。当变压运行主蒸汽压力 下降 ， 温度保持一定时， 虽然蒸汽 的过热比焓随压力 的降低而降低， 但由于饱和蒸汽比焓上升较多， 总比 焓 明显升高 ， 这一点是变压运行取得经济性的重要 6 8 华 电技 术 第 3 8卷 因素。变压运行汽压降低、 汽温不变时， 汽轮机各级 容积流量、 流速近似不变， 能在低负荷时保持汽轮机 内效率不下降， 同时高压缸各级与高压缸排汽温度 都有所升高， 这就保证了再热蒸汽温度， 有助于改善 热循环效率。另外， 在变压运行时， 允许给水压力相 应降低 ， 在采用变速给水时可显著减少给水泵 的用 电， 减轻水流对给水泵 的侵蚀 ， 延长给水泵的使用寿 命 。 为提高机组运行效率， 经华电电力科学研究院 试验测定， 分别给出了白音华发电公司 1 ， 2 汽轮 机主蒸汽压力与负荷最优关系 曲线 ， 运 行中按滑压 曲线保持定 一 滑 一 定运行方式， 正常情况下滑压偏 置应为 0MP a 。 1 定压方式下 ， 压力值 由操作员设定 ， 有上 、 下限制值， 上限值为 1 7 M P a ， 下限值为4 M P a ， 定压 变化速率为0 ． 2 6 M P a ／ m i n 。 2 滑压方式下 ， 滑压 的定值 由负荷 指令按 照 主蒸汽压力与负荷曲线控制。 1机组 自动滑压 的负荷范 围为 1 8 0 5 6 5 MW， 对应的压力范围为 5 ． 9 01 6 ． 6 7 MP a 。各节点负荷 与压力的对应关系见表 1 。 表 1 1机组各节点负荷与压力的对应关系 2机组 自动滑压的负荷范围为 1 8 0～ 5 6 0MW， 对应的压力范围为 5 ． 9 0一l 6 ． 6 7 M P a 。各节点负荷 与压力 的对应关系见表 2 。 表 2 2机组各节点负荷与压力的对应关系 3降低厂用 电率 3 ． 1 合理安排电动给水泵运行方式 1 低负荷段采用单台给水泵运行。经 2机 组 A给水泵最大出力试验结果得 出 单 台电动给水 泵运行时， 在保证安全的前提下 ， 能满足 4 2 5 M W 负 荷要求 主蒸 汽压 力按滑压 曲线设定 ， 主蒸 汽及再 热蒸汽温度为 5 4 0℃， 背压为 9 k P a ， 主蒸汽流量 为 1 3 5 0 t／ h 。 决定在机组低负荷 4 0 0 M W 且主蒸汽 流量在 1 3 0 0 t／ h以下时采用单台电动给水泵运行方 式 ， 目前厂用电率降低 明显。 2 合理安排机组启 、 停 阶段给水泵运行方式。 机组启动后 ， 特别是冬季 ， 锅炉上水至正常水位 ， 停 止给水泵运行， 待汽包水位降低至报警值或机侧旁 路投运时， 再启动给水泵运行； 机组停运时， 锅炉汽 包压力降低至 1 ． 7 M P a ， 将汽包水 位上升至最高可 见水位后停止给水泵运行。 3 ． 2 锅炉采用单侧风机运行启动方式 锅炉启动单侧引、 送、 一次风机运行点火， 在机 组并网前方才启动另一侧风机并列运行 。可减少单 侧风机运行时间 7～1 0 h 。 3 ． 3 对大功率电机进行变频改造 白音华发电公司 1 ， 2机组凝结水泵 、 循环水 泵均已进行变频改造 ， 降耗效果显著。单 台循环水 泵频率 4 0 4 5 H z 即能够满足运行需要， 降低运行 电流约 l 0 A。凝结水泵采用变频方式运行 以后 ， 凝 结水母管压力 由 3 ． 2 MP a降低至 1 ． 5 M P a ， 6 0 0 M W 工况下 ， 凝泵高压侧电流能降低约 5 0 A。 3 ． 4 其他节能措施 1 成对设置 的低压厂用变压器 ， 将 其 中 1台 转成热备用， 用 1台变压器带 2段动力 电源母线 ， 节 省 1台低压厂用变压器的空载损耗。 2 合理控制 厂房 内的照 明， 保证照 明充分 的 前提下及时关闭照明。 3 根据环境 温度情况及 时停 止设备 电伴 热 ， 以节省厂用电。 4 减少工质损耗 4 ． 1 降低补水率 电厂补水率是一项重要指标， 额定工况下补水率 每升高1 ％， 增加发电煤耗约0 ． 0 7 1 7 g ／ k W h 。白 音华发电公司从以下几方面降低补给水量。 1 根据化学分析结果 ， 合理控制锅炉排污量 ， 减少汽水损失 。 2 加强闭冷水箱、 凝结水补充水箱 的水位控 制 ， 避免溢流。 3 合理安排真空泵的运行方式， 避免真空泵 抽气 中大量带汽 ， 凝结成水后通过分离器溢流。 4 机组启动后或运行 中每月对汽水系统阀门 进行一次全面检查 ， 确保关闭严密 ， 对存在内漏的阀 门及时隔离处理 ， 减少汽水损失 。 5 制定措施 ， 对机组排汽装置灌水查漏或锅 炉水压试验后的存水进行 回收。根据统计 ， 排汽装 置灌水查漏 的回收水量约为 8 8 0 m ／ 次， 锅炉水压试 验后 回收水 量约为 5 0 0 m ／ 次 再 热器 内存 水 3 4 0 m 。 ，剩余为主蒸汽、 再热蒸汽管路存水 。 6 对厂区暖气 系统进行 优化改造 ， 避免 因部 分 区域暖气 回水不畅而导致工质就地外排 。 7 对生产废水和雨排水全部 回收再利用。合 理控制废水池、 回用水池及机力通风塔塔盆水位 ， 防 止塔盆溢流 ， 避免外排 。 下转第7 2页 7 2 华 电技 术 第 3 8卷 氧器的液位高度降至最低可见液位时， 关闭 1 除氧 器至低温低压给水母管电动阀 t 5 ， 解列 1除氧器水 侧。最后 ， 迅速关闭 1除氧器进汽 电动阀 t 3 ， 开启 1 除氧器泄压阀t l ， 1 除氧器泄压冷却。 公用系统检修时， 可以用同样的方法解列 2除 氧器。当 3除氧器单独运行时， 保持低水位， 保证 其存水量够锅炉冷却用水即可。这样可以在给水除 氧系统停运后， 保证除氧器内基本无存水。 这一操作过程 ， 也可以用以下不 同的方法 ， 以实 现待解列除氧器汽侧压力高于运行除氧器汽侧压力 的目的。增加待解列除氧器加热汽源的进汽量， 使 待解列除氧器内压力升高； 减少 待解列除氧器低温 水的进水量， 使待解列除氧器内液体温度升高； 增加 运行除氧器低温水的进水量， 使运行除氧器内液体 温度降低 ； 减少运行除氧器进汽量。 2 0 1 5年公用系统检修时， 利用增加待解列除氧 器进汽量的方法停运 3台并联除氧器 ， 除氧器停运 后， 除氧器水箱内基本无存水， 收到了很好的效果。 另外 ， 该方法也可在除氧器并联运行 中， 某 台除氧器 发生故障需要单台解列的操作中应用。 4 ． 2 ． 3 注意事项 在这一操作过程 中， 要特别注意以下操作事项。 1 操作过程要缓慢， 防止因操作幅度过大， 导 致除氧器发生振动。 2 当待解列 除氧器达到最低可见液位时 ， 应 迅速关闭待解列除氧器至低温低压给水母管电动阀 t 5 或 t 1 2 ， t 1 9 ， 防止蒸汽进入低温低压 给水母管 ， 导致低温低压给水母 管发生震动 ， 或蒸汽进入给水 泵 ， 导致给水泵发生喘振事故。 5 结论 实践证明， 在除氧器解列之前 ， 应用连通器的工 作原理， 通过精细化操作， 可以实现除氧器停运后， 除氧水箱内基本无存水。另外， 通过技改大大降低 了生产成本， 达到节能减排， 降本增效的目的。 参考文献 [ 1 ] 胡盘新． 大学物理手册[ M] ． 上海 上海交通大学出版 社 ， 1 9 9 9 1 7 6 ． [ 2 ] 李笑乐． 工程热力学[ M] ． 北京 中国电力出版社， 1 9 9 3 5 0． [ 3 ] 管楚定 ， 王右寰． 工程流体力学[ M] ． 北京 中国电力出 版社 ， 1 9 9 8 4 2 ． [ 4 ] 杨世铭， 陶文铨． 传热学[ M] ． 北京 高等教育出版社， 2 00 6． [ 5 ] 秦曾煌． 电工学[ M] ． 北京 高等教育出版社， 2 0 0 4 ． 本文责编 刘炳锋 作者简介 白逢 1 9 8 0 一 ， 男， 陕西榆林人， 工程师， 技师， 从事汽 轮机运行管理工作 E m a i l b a i t 2 0 0 9 1 6 3 ． t o m 。 o●0●0● ● ● ●0● 9● 0● ●0●●o●0● ●0●0● ●0● ●0● ● ● ● ● ●◇●◇● ● ●0● ● ● 0●0● ●0●0● ●● ●●0● ● ● ● 上接第 6 8页 4 ． 2降低工质热耗 1 冬季或春秋季运行时 ， 及时调整一次风 、 二 次风暖风器供汽 电动 门开度， 保证 暖风器不冻的情 况下， 关小供汽总门， 降低空气预热器入口冷风温 度， 达到降低排烟温度、 节约辅汽用量的目的。 2 对存在 内漏 的汽水 系统 阀 门及 时隔离处 理， 减少高品质汽水热量损失。 3 通过 系统 改造， 冬季将锅炉连排扩容器疏 水引至厂房暖通换热机组进行热量 回收。 4 按照环境温度编制温度控制曲线， 调整厂 房暖气系统一级汽水换热机组二次侧供水温度 ， 减 少暖气系统用汽量。 5 结束语 据 2 0 1 1 _2 0 1 5年统计数据 ， 白音华发电公司通 过采取以上节能降耗措施， 发电标准煤耗由3 1 0 ． 5 3 g ／ k W h 降低至 3 0 0 ． 5 6 g ／ k W h ， 发电厂用 电 率由8 ． O 1 ％降低至7 ． 6 4 ％， 补水率由2 ． 0 4 ％降低至 1 ． 1 9 ％， 取得了良好的节能效果。火电厂的节能降 耗、 提高经济效益 的措施还有许多 ， 需要更广泛的相 互交流和借鉴。 参考文献 [ 1 ] 刘玉快 ， 庞永梅， 陈振洪 ， 等． 凝结水过冷度及对机组的 影响[ J ] ． 应用能源技术， 2 0 0 8 1 1 3 9 4 1 ． [ 2 ] 崔修强． 火电厂凝结水过冷度产生的原因分析及对策 [ J ] ． 江西电力， 2 0 0 6 ， 3 0 1 2 62 9 ， 5 2 ． [ 3 ] 肖国俊 ， 包正强．凝结水过冷度产生的原因及消除对策 [ J ] ． 电站辅机， 2 0 0 5 ， 2 6 4 2 22 6 ． [ 4 ] 郭连伟．给水温度对锅炉运行经济性及安全性的影响 [ J ] ． 中国化工贸易， 2 0 1 3 6 3 8 5 ． 本文责编 弋洋 作者简介 陶再素 1 9 7 5 一 ， 女， 重庆梁平人， 工程师， 从事发电厂 运行管理方面的工作 E ma i l 4 6 9 9 6 8 3 0 9 q q ． t o m 。